Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
Faktasider Sokkeldirektoratet
sodir.no    English
sodir.no          English
25.11.2024 - 01:30
Tidspunkt for siste synkronisering med Sokkeldirektoratets interne systemer

25/8-9

Eksport: PDF ikon PDF

  • Generell informasjon
    Generell informasjon
    Attributt Verdi
    Brønnbane navn
    Offisielt navn på brønnbanen ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/8-9
    Type
    Brønnbanetype. Lovlige verdier: EXPLORATION, DEVELOPMENT, OTHER (se 'Formål' for mer informasjon)
    EXPLORATION
    Formål
    Endelig klassifisering av brønnbanen.

    Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS.

    Lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner:
    OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION, INJECTION-CCS, OBSERVATION-CCS.

    Lovlig verdier for andre brønnbaner:
    SOIL DRILLING (boring ifm trase og andre grunnundersøkelser som gjøres for å undersøke grunnforholdene i forkant av plassering av innretninger),
    SHALLOW GAS (undersøke grunn gass før første boring på lokasjon),
    PILOT (undersøke geologi og væskekontakter for plassering av hovedbrønnbanen),
    SCIENTIFIC (bores ihhtLov om vitenskapelige undersøkelser),
    STRATIGRAPHIC (bores ihht Petroleumsloven §2-1).
    WILDCAT
    Status
    Status for brønnbanen. Lovlige verdier:

    BLOWOUT: Det har vært blowout i brønnen.
    CLOSED: Utvinningsbrønnbane som er stengt for produksjon/injeksjon i kortere eller lengre periode. Statusen er også brukt på ferdig borete brønnbaner, der månedlig produksjon/injeksjon ikke har blitt rapportert enda.
    DRILLING: Brønnen er i borefasen. Kan være i aktiv boring, logging, testing eller plugging.
    JUNKED: Boringen ble avsluttet pga tekniske problemer,
    P&A: For letebrønnbane: brønnbanen er plugget og forlatt, og kan ikke re-entres for videre bruk. For utvinningsbrønnbane: produksjon/injeksjon er avsluttet og brønnen er plugget. Brønnhodet er fjernet eller på annet vis gjort utilgjengelig for nye brønnoperasjoner.
    PLUGGED: Brønnbane som er plugget, men øvre deler av brønnbanen kan brukes til å bore nye sidesteg mot nye boremål.
    PRODUCING: Det ble produsert fra brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    INJECTING: Det ble injisert i brønnbanen ved operatørens siste månedlige innrapportering til Sokkeldirektoratet.
    SUSPENDED: Brønnbane der boringen er midlertidig stoppet. Rettighetshaverne planlegger å fortsette boringen på et senere tidspunkt.
    WILL NEVER BE DRILLED: Brønnbane som er registrert med navn og WellID av Sokkeldirektoratet, men som av ulike årsaker ikke vil bli boret.
    P&A
    Faktakart i nytt vindu
    Hovedområde
    Navn på området på norsk koninentalsokkel hvor brønnbanen ligger. Lovlige verdier: BARENTS SEA, NORWEGIAN SEA, NORTH SEA.
    NORTH SEA
    Funn
    Navn på funnet som brønnbanen er relatert til.
    Brønn navn
    Offisielt navn på brønnen som brønnbanen tilhører ihht Sokkeldirektoratets retningslinjer for betegnelse på brønner og brønnbaner.
    25/8-9
    Seismisk lokalisering
    Brønnbanens lokalisering (ved spud-posisjon) på seismiske linjer. SP: Skuddpunkt.
    ES 9403 INLINE - 1173 & CROSSLINE - 259
    Utvinningstillatelse
    Offisielt navn på utvinningstillatelsen som brønnbanen ble boret eller planlegges boret ut fra (brønnhodeposisjonen).
    Boreoperatør
    Navn på rettighetshaver som på vegne av den aktive utvinningstillatelsen (ved brønnhodeposisjon) starter boreoperasjonen. Dette tilsvarer vanligvis operatørselskapet for den aktuelle utvinningstillatelsen.
    Amerada Hess Norge AS
    Boretillatelse
    Boretillatelsesnummer sammen med versjon av boretillatelsen som angitt i boretillatelsen gitt av Sokkeldirektoratet.
    871-L
    Boreinnretning
    Sokkeldirektoratets navn på innretningen som brønnbanen ble boret fra.
    Boredager
    Antall dager fra borestart til boreslutt.
    24
    Borestart
    Dato borekrona trengte gjennom jordskorpa. For sidesteg: Datoen ny formasjon blir boret, se også utboringsdyp.
    05.01.1997
    Boreslutt
    Letebrønner fra flyttbare innretninger:
    For flytende innretninger - dato når ankerhåndteringen startet.For oppjekkbare innretninger - dato for oppstart av nedjekking.
    Letebrønner fra faste innretninger og alle utvinningsbrønner:
    Dato for når totalt dyp er nådd og siste foringsrør, casing eller screen er satt. Ved umiddelbar plugging av brønnbanen, tilsvarer boreslutt datoen siste plugg er satt.
    28.01.1997
    Plugget dato
    Dato brønnbanen ble ferdig plugget, som innmeldt til Sokkeldirektoratet av operatør til DDRS (Daily Drilling Reporting System).
    28.01.1997
    Frigitt dato
    Dato for når rådata som er innrapportert til myndighetene fra brønnen ikke lenger er undergitt taushetsplikt. Normalt ca 2 år etter boreslutt. Kan være tidligere hvis arealet for utvinningstillatelsen er tilbakelevert.
    28.01.1999
    Publiseringsdato
    Dato kvalitetskontroll av informasjon om brønnbanen ble ferdig, slik at den kan publiseres på internett som en 'Well Data Summary Sheet brønnbane', dvs. med mer informasjon tilgjengelig enn for andre brønnbaner.
    29.08.2003
    Opprinnelig formål
    Formålet med brønnbanen definert før borestart.Lovlige verdier for letebrønnbaner: WILDCAT, APPRAISAL, WILDCAT-CCS, APPRAISAL-CCS. Eksempler på lovlige verdier for utvinningsbrønnbaner: OBSERVATION, PRODUCTION, INJECTION.
    WILDCAT
    Gjenåpnet
    Status om brønnbanen er gjenåpnet (YES) eller ikke (NO). Når en teller antall brønnbaner på norsk sokkel, teller en bare de som ikke er gjenåpnet (NO).
    NO
    Innhold
    For letebrønnbaner, funn status.

    Lovlige verdier: DRY, SHOWS (spor av hydrokarboner), GAS, GAS/CONDENSATE, OIL eller OIL/GAS.
    SHOWS (GAS SHOWS, OIL SHOWS eller OIL/GAS SHOWS) er oppdaget som fluorescerende kutt (organisk ekstrakt), lukt av petroleum, eller synlig belegg på borekaks eller borekjerner, eller som økte gassavlesninger i slamloggerens detekteringsutstyr.
    Lovlige verdier for WILDCAT-CCS og APPRAISAL-CCS: WATER

    For utvinningsbrønnbaner, type produsert eller injisert fluid.
    Lovlige verdier: WATER, CUTTINGS, NOT AVAILABLE, OIL, GAS/CONDENSATE, OIL/GAS, CO2, GAS, WATER/GAS, NOT APPLICABLE.
    OIL
    Funnbrønnbane
    Indikator som forteller om brønnbanen påviste et nytt funn. Lovlige verdier: YES, NO. For brønnbaner der resultatet ikke er pressemeldt eller på annet vis avklart, blir «NO» benyttet.
    YES
    1. nivå med hydrokarboner, alder
    Alder på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor petroleum er blitt påvist. Eksempler på lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EOCENE. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    PALEOCENE
    1. nivå med hydrokarboner, formasjon.
    Navn på litostratigrafisk enhet, 1. nivå, hvor hydrokarboner er blitt påvist. Vises bare på brønner som er frigitt. Eksempler på lovlige verdier: BASEMENT, COOK FM, EKOFISK FM, HEIMDAL FM, SANDNES FM, SOGNEFJORD FM, TARBERT FM, BRENT GP. Se Sokkeldirektoratets bulletins for mer informasjon.
    HEIMDAL FM
    Avstand, boredekk - midlere havflate [m]
    Avstand i meter mellom boredekk og midlere havnivå (RKB).
    25.0
    Vanndybde ved midlere havflate [m]
    Dybde i meter mellom midlere havflate og havbunn.
    125.0
    Totalt målt dybde (MD) [m RKB]
    Målt lengde av brønnbanen fra boredekket til bunnen av brønnbanen ("driller`s depth").
    2548.0
    Totalt vertikalt dybde (TVD) [m RKB]
    Vertikalt dybde fra dypet ved slutten av brønnbanen til boredekket. Vises bare på brønner som er frigitt. Referert til som sant vertikalt dyp (TVD: TrueVerticalDepth).
    2540.0
    Maks inklinasjon [°]
    Maksimum avvik, i grader, fra vertikal brønnbane. Vises bare på brønner som er frigitt.
    10.5
    Temperatur ved bunn av brønnbanen [°C]
    Estimert temperatur ved bunnen av brønnbanen. Vises bare på brønner som er frigitt. Se beskrivelse.
    91
    Eldste penetrerte alder
    Alder (iflg. Geologic Time Scale 2004 by F. M. Gradstein, et al. (2004)) til den eldste formasjonen det er blitt boret gjennom. Kan avvike fra alder ved TD for eksempel i avviksbrønner. Eksempler for lovlige verdier: CRETACEOUS, EARLY CRETACEOUS, LATE JURASSIC, EARLY PERMIAN, EARLY TRIASSIC, EOCENE.
    EARLY JURASSIC
    Eldste penetrerte formasjon
    Navn på den eldste litostratigrafiske enheten som brønnbanen har penetrert. Vises bare på brønner som er frigitt. I de fleste brønnbaner er dette formasjonen eller gruppen påtruffet i bunnen av brønnbanen. Kan avvike fra formasjonen eller gruppen ved TD for eksempel i brønnbaner som er boret med høy avvik eller gjennom forkastninger. Eksempler på lovlige verdier: AMUNDSEN FM, BALDER FM, BASEMENT, BLODØKS FM, BRYNE FM, BURTON FM, COOK FM, DRAKE FM, DRAUPNE FM, EKOFISK FM, SHETLAND GP.
    AMUNDSEN FM
    Geodetisk datum
    Referansesystem for koordinater. Eksempel på lovlige verdier: ED50.
    ED50
    NS grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, nord-sør grader.
    59° 28' 6.08'' N
    ØV grader
    Geografisk koordinat for brønnhode, øst-vest grader.
    2° 30' 24.9'' E
    NS UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, nord-sør.
    6592462.13
    ØV UTM [m]
    Universal Transverse Mercator koodinat for brønnhode, øst-vest.
    472055.66
    UTM sone
    Universal Transverse Mercator sone. Eksempel på lovlige verdier: 31, 32, 33, 34.
    31
    NPDID for brønnbanen
    Sokkeldirektoratets entydige nøkkel for brønnbanen.
    2988

  • Brønnhistorie
    General
    Well 25/8-9 is located East-Northeast of the Jotun Field. The two main objectives for drilling well 25/8-9 were to test the hydrocarbon potential of Early Palaeocene Heimdal Formation sandstones (Krap prospect) and secondly sandstones of the Middle Jurassic Hugin Formation. The well found oil in the Early Heimdal Formation and it was decided to sidetrack (25/8-9 A) to appraise and test the hydrocarbon potential in this discovery.
    Operations and results
    Exploration well 25/8-9 was spudded with the semi-submersible installation "Byford Dolphin" on 5 January 1997 and drilled to TD at 2548 m in the Early Jurassic Amundsen Formation. The well was drilled with seawater and pre-hydrated bentonite sweeps down to 1110 m and with "Ancovert" oil based mud from 1110 m to TD. No shallow gas or boulder beds were encountered in the uppermost well section. Well 25/8-9 penetrated mainly clays and claystones in the Nordland, Hordaland, and Rogaland groups with both the Utsira (694 m to 905 m) and Grid (1300.5 m to1345.0 m) Formation sandstones being present. Interbedded shales and thin Heimdal Formation sands were encountered between 2096 and 2189 m and hydrocarbons were found present in the uppermost reservoir section, however reservoir quality proved very poor. A FWL/OWC was not possible to define either from MDT (pressure) or logs, but an ODT at 2069 m TVD SS was established. Top Ty Formation was reached at 2228 m, consisting of upper clean sand divided by a shaly unit from a lower clean sandstone divided by a thin shale bed. It continued down to top Shetland Group at 2323 m. No hydrocarbons were found in the Ty Formation. The Shetland Group consisted mainly of chalk with the Cromer Knoll Group consisting of limestones interbedded with claystones and marls.
    The Hugin Formation sandstones came in at 2432 m and were found to be water bearing. One core totalling 27 metres was cut in the interval 2098 m to 2126 m in the Heimdal Formation. Two cores totalling 50 metres were cut from 2440 m to 2490 m in the Hugin and Sleipner Formations, showing excellent reservoir parameters. Two MDT fluid samples were taken in the Heimdal Formation at 2097.9 m (oil) and 2110.8 m (water). PVT analysis showed the fluid was 99% formation oil and 1% oil phase filtrate in the oil sample. It was impossible to keep sample pressure above 2300 PSI due to tight formation. Pressure increased very slowly after chamber was filled.
    After plugging back to 1107 m the geological sidetrack, well 25/8-9A, commenced on 29 January 1997. The sidetrack was kicked off at 1122 m and drilled to a total depth of 2687 m (2223 m TVD RKB) as prognosed, 49 metres (true vertical thickness) into sediments of the Late Paleocene Lower Lista Formation. The sidetrack was drilled oil-based ("ANCOVERT") from kick off to TD. The well penetrated mainly clays and claystones in the Hordaland and Rogaland groups with the Grid Formation sandstones being present from 1292 m to 1355.0 m. Interbedded shales and thin Heimdal Formation sands were encountered between 2478.0 m and 2607 m. Hydrocarbons (oil) were found present in the uppermost reservoir section, however, reservoir quality proved very poor. Two cores totalling 53.8 metres were cut in the interval 2495 m to 2551 m in the Heimdal Formation. Two MDT fluid samples were taken in the Heimdal Formation at 2492.1 m (oil) and 2508.3 m (water). Laboratory analysis indicated 20 - 25 % mud filtrate in the oil sample. Again, as in the primary wellbore, a FWL/OWC was not possible to define due to high shale/calcification content and tight formation. In this wellbore ODT was established at 2078 m TVD SS. Due to low productivity none of the wellbores were drill stem tested. Wellbore 25/8-9 A was plugged on 14 February 1997. Wellbore 25/8-9 was permanently plugged and abandoned as an oil discovery on 14 February 1997.
    Testing
    No drill stem test was performed.

  • Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaks tilgjengelig for prøvetaking?
    YES
    Borekaks i Sokkeldirektoratet
    Borekaksprøve, topp dybde [m]
    Borekaksprøve, bunn dybde [m]
    1120.00
    2548.00

  • Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerneprøve nummer
    Kjerneprøve - topp dybde
    Kjerneprøve - bunn dybde
    Kjerneprøve dybde - enhet
    1
    2098.0
    2125.0
    [m ]
    2
    2440.0
    2468.0
    [m ]
    3
    2468.0
    2490.4
    [m ]
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Total kjerneprøve lengde [m]
    77.4
    Borekjerner i Sokkeldirektoratet
    Kjerner tilgjengelig for prøvetaking?
    YES

  • Kjernebilder
    Kjernebilder
    Kjerne bilde med dybde: 2098-2103m
    Kjerne bilde med dybde: 2103-2108m
    Kjerne bilde med dybde: 2108-2113m
    Kjerne bilde med dybde: 2113-2118m
    Kjerne bilde med dybde: 2118-2123m
    2098-2103m
    2103-2108m
    2108-2113m
    2113-2118m
    2118-2123m
    Kjerne bilde med dybde: 2123-2125m
    Kjerne bilde med dybde: 2440-2445m
    Kjerne bilde med dybde: 2445-2450m
    Kjerne bilde med dybde: 2450-2455m
    Kjerne bilde med dybde: 2455-2460m
    2123-2125m
    2440-2445m
    2445-2450m
    2450-2455m
    2455-2460m
    Kjerne bilde med dybde: 2460-2465m
    Kjerne bilde med dybde: 2465-2468m
    Kjerne bilde med dybde: 2468-2473m
    Kjerne bilde med dybde: 2473-2478m
    Kjerne bilde med dybde: 2478-2483m
    2460-2465m
    2465-2468m
    2468-2473m
    2473-2478m
    2478-2483m
    Kjerne bilde med dybde: 2483-2488m
    Kjerne bilde med dybde: 2488-2490m
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    Kjerne bilde med dybde:  
    2483-2488m
    2488-2490m

  • Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Palynologiske preparater i Sokkeldirektoratet
    Prøve dybde
    Dybde enhet
    Prøve type
    Laboratorie
    1298.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1324.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1348.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1413.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1454.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1592.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1656.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1736.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1750.0
    [m]
    DC
    RRI
    1760.0
    [m]
    DC
    RRI
    1770.0
    [m]
    DC
    RRI
    1780.0
    [m]
    DC
    RRI
    1790.0
    [m]
    DC
    RRI
    1800.0
    [m]
    DC
    RRI
    1808.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1820.0
    [m]
    DC
    RRI
    1830.0
    [m]
    DC
    RRI
    1840.0
    [m]
    DC
    RRI
    1854.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1860.0
    [m]
    DC
    RRI
    1870.0
    [m]
    DC
    RRI
    1880.0
    [m]
    DC
    RRI
    1890.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1900.0
    [m]
    DC
    RRI
    1908.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1920.0
    [m]
    DC
    RRI
    1930.0
    [m]
    DC
    RRI
    1938.0
    [m]
    SWC
    RRI
    1950.0
    [m]
    DC
    RRI
    1961.5
    [m]
    SWC
    RRI
    1970.0
    [m]
    DC
    RRI
    1980.0
    [m]
    DC
    RRI
    1990.0
    [m]
    DC
    RRI
    1997.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2010.0
    [m]
    DC
    RRI
    2020.0
    [m]
    DC
    RRI
    2031.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2041.0
    [m]
    DC
    RRI
    2049.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2059.0
    [m]
    DC
    RRI
    2068.0
    [m]
    DC
    RRI
    2076.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2088.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2091.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2095.0
    [m]
    DC
    RRI
    2098.0
    [m]
    C
    RRI
    2113.0
    [m]
    C
    RRI
    2125.0
    [m]
    C
    RRI
    2131.0
    [m]
    DC
    RRI
    2138.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2148.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2161.0
    [m]
    DC
    RRI
    2168.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2176.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2191.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2200.0
    [m]
    DC
    RRI
    2209.0
    [m]
    DC
    RRI
    2218.0
    [m]
    DC
    RRI
    2227.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2234.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2240.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2251.0
    [m]
    DC
    RRI
    2261.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2269.0
    [m]
    DC
    RRI
    2281.0
    [m]
    DC
    RRI
    2287.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2299.0
    [m]
    DC
    RRI
    2313.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2320.0
    [m]
    DC
    RRI
    2359.0
    [m]
    DC
    RRI
    2380.0
    [m]
    DC
    RRI
    2383.0
    [m]
    DC
    RRI
    2386.0
    [m]
    DC
    RRI
    2389.0
    [m]
    DC
    RRI
    2401.0
    [m]
    DC
    RRI
    2410.0
    [m]
    DC
    RRI
    2419.0
    [m]
    DC
    RRI
    2431.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2434.0
    [m]
    DC
    RRI
    2437.0
    [m]
    DC
    RRI
    2438.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2440.0
    [m]
    C
    RRI
    2442.0
    [m]
    C
    RRI
    2449.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2452.0
    [m]
    DC
    RRI
    2458.0
    [m]
    DC
    RRI
    2460.0
    [m]
    DC
    RRI
    2464.0
    [m]
    DC
    RRI
    2467.0
    [m]
    DC
    RRI
    2470.0
    [m]
    DC
    RRI
    2473.0
    [m]
    DC
    RRI
    2476.0
    [m]
    C
    RRI
    2477.0
    [m]
    C
    RRI
    2478.0
    [m]
    C
    RRI
    2479.0
    [m]
    C
    RRI
    2488.0
    [m]
    DC
    RRI
    2491.0
    [m]
    DC
    RRI
    2494.0
    [m]
    DC
    RRI
    2497.0
    [m]
    DC
    RRI
    2500.0
    [m]
    DC
    RRI
    2502.0
    [m]
    SWC
    RRI
    2506.0
    [m]
    DC
    RRI
    2509.0
    [m]
    DC
    RRI
    2512.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2515.0
    [m]
    DC
    RRI
    2530.0
    [m]
    DC
    RRI
    2542.5
    [m]
    SWC
    RRI
    2548.0
    [m]
    DC
    RRI

  • Litostratigrafi

  • Spleisede logger
    Spleisede logger
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.38

  • Geokjemisk informasjon
    Geokjemisk informasjon
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    1.57
    pdf
    1.16

  • Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokumenter – rapportert av utvinningstillatelsen (frigitt ihht til regelverk)
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    110.86

  • Logger
    Logger
    Type logg
    Topp dyp for logg [m]
    Bunn dyp for logg [m]
    AIT DSI GPIT GR AMS SP
    1096
    2550
    CST GR
    1298
    2542
    MDT GR AMS
    2092
    2476
    MWD - DIR
    151
    1110
    MWD - DIR FE
    1070
    2440
    MWD - DIR FE
    2490
    2548
    UBI IPL GR AMS
    1096
    2526
    VSP
    504
    2544

  • Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Foringsrør og formasjonsstyrketester
    Type utforing
    Utforing diam.
    [tommer]
    Utforing dybde
    [m]
    Brønnbane diam.
    [tommer]
    Brønnbane dyp
    [m]
    LOT/FIT slam eqv.
    [g/cm3]
    Type formasjonstest
    CONDUCTOR
    30
    222.0
    36
    222.0
    0.00
    LOT
    SURF.COND.
    9 5/8
    1100.0
    12 1/4
    1100.0
    1.60
    LOT
    OPEN HOLE
    2548.0
    8 1/2
    2548.0
    0.00
    LOT

  • Boreslam
    Boreslam
    Dybde MD [m]
    Egenvekt, slam [g/cm3]
    Viskositet, slam [mPa.s]
    Flytegrense [Pa]
    Type slam
    Dato, måling
    1110
    0.00
    SW/BENTONITE
    1940
    1.29
    28.0
    ANCOVERT OBM
    2440
    1.31
    31.0
    ANCOVERT OBM
    2468
    1.31
    29.0
    ANCOVERY OBM
    2507
    1.31
    31.0
    ANCOVERT OBM
    2548
    1.29
    33.0
    ANCOVERT OBM

  • Trykkplott
    Trykkplott
    Porertrykksdataene kommer fra logging i brønnen hvis ingen annen kilde er oppgitt. I noen brønner der trykk ikke er logget, er det brukt informasjon fra formasjonstester eller brønnspark. Trykkdataene er rapportert inn til Oljedirektoratet og videre prosessert og kvalitetssikret av IHS Markit.
    Trykkplott
    Dokument navn
    Dokument format
    Dokumentstørrelse [MB]
    pdf
    0.22